Адаптивная кратность форсировки по току синхронных генераторов с тиристорными системами самовозбуждения

Abstract

При близких от шин электростанций коротких замыканиях в энергосистеме существенно снижается напряжение на выводах синхронных генераторов. При этом тиристорные системы самовозбуждения с нормируемыми алгоритмом и параметрами режима форсировки в ряде случаев не могут провести форсировку, поднимая напряжение и ток возбуждения. Возникает лавина напряжения, генератор теряет возбуждение и отключается. В системах возбуждения с микропроцессорным управлением несложно изменить параметры алгоритма процесса форсировки. Поэтому представляет интерес определить, нельзя ли, сделав кратность форсировки по току выше двукратной, а в будущем адаптивной к результирующему импедансу энергосистемы при коротком замыкании, сохранить генератор в энергосистеме. В статье для генераторов различной мощности, работающих с системами возбуждения разных типов, исследованы зависимости напряжения на выводах генератора от результирующего импеданса энер- госистемы при коротком замыкании при разных кратностях форсировки по току. Показана целесообразность изменения кратности и длительности форсировки по току, позволяющие расширить зону, при коротких замыканиях в которой не возникает лавина напряжения и генератор не теряет возбуждение. Из- менение кратности форсировки генераторов по сравнению с типовой позволит повысить надежность электростанций и энергосистемы в целом. The voltage decreases significantly at the generator leads if a short circuit occurs near the power rails of a power plant. In this case thyristor self-excitation system that use rated algorithms and forcing-state parameters in some cases might not be able to force by raising the voltage and the excitation current. Voltage collapses, and the generator loses its excitation and turns off. It is not difficult to alter the forcing algorithm in microprocessorcontrolled systems. It is therefore interesting to find out whether it is possible to save the generator in the power system by using a higher-than-2x current-forcing ratio or a ratio that adapts to the resulting system impedance. The paper investigates how generator-lead voltages depend on the resulting system impedance in case of short-circuits; analysis is done for various current-forcing ratios, with analyzed generators varying both in power and by the excitation system type. It is shown that ratios or current-forcing durations might be altered to expand the zone wherein short-circuits do not result in voltage collapse and excitation loss. Altering the generator forcing ratio can make power plants and systems generally more reliable.